Alto costo de generación térmica obliga al ICE a importar más electricidad

De hecho, ante el déficit de lluvias previsto por la llegada del fenómeno de El Niño, el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) invertirá este año $80 millones para adquirir energía; es decir, cinco veces más que en el 2013.

“Importaremos mucho más; el máximo de energía posible que encontremos más barata que la nuestra en la región”, aseguró Salvador López, director de Energía del ICE y representante del país ante el Sistema de Interconexión Eléctrica para América Central (Siepac).

Hoy, seis de las nueve plantas térmicas que usa el Instituto para mantener el suministro de energía durante la época seca y evitar apagones, operan con ineficiencia, debido a sus costos de producción.

El kilovatio generado por esas instalaciones, como la de Moín, es hasta diez veces más caro que el producido por Garabito, la planta térmica más eficiente del país.

“No vamos a usar nuestras plantas más caras solo porque son nuestras. Si podemos conseguir energía más barata en la región, pues preferimos eso”, aseveró López.

En marzo pasado, el ICE triplicó las importaciones de enero y duplicó las de febrero. En ese trimestre, la compra al extranjero fue de 116 gigavatios (GWh), lo que implicó una inversión de $36,3 millones.

¿Más barato? Una directriz del Gobierno, del 26 de junio de 2012, obliga al ICE a buscar las alternativas más baratas en el mercado; debe importar siempre que los precios del MER sean menores al costo marginal del sistema nacional.

En enero, febrero y marzo de este año, la producción de cada megavatio (MWh) térmico le costó al ICE $422, $451 y $468. En esos meses, el país pagó menos de la mitad –$176, $206 y $218, respectivamente– por cada MWh que compró a la región.

Apoyada en estas cifras, la Aresep insiste en que la importación es la medida más eficiente para sustituir la generación con combustibles y lograr, “a cortísimo plazo”, un beneficio para el consumidor.

De hecho, la Autoridad prevé que las tarifas se mantendrán este año un 5,5% más bajas que las del 2013, con base en las proyecciones de aumento en la importación de energía y de una baja estimada de 100 MWh en generación térmica.

Sostuvo, en cambio, que la opción de impulsar la geotermia o el gas natural, tardaría hasta cinco años para impactar en los precios al cliente final.

Tales cálculos no calzan con los del expresidente ejecutivo del ICE, Teófilo de la Torre, quien aseguró que la inversión de $80 millones para importar energía vendría de la mano de un alza en los recibos.

Al respecto, Carlos Obregón, nuevo presidente ejecutivo del ICE, aseguró que para lograr una rebaja tarifaria, analizará si es prudente eliminar o reducir el impuesto único a los combustibles. En el caso del diésel, ese tributo implica un alza del 30% en su precio final.

Otra opción para abaratar costos, según Obregón, sería cambiar las condiciones de financiamiento de megaproyectos en operación, tal y como recomendó la Aresep.

¿Y por qué no aumentar la compra de energía a los generadores privados del país? El nuevo Gobierno estudiará la opción, siempre y cuando quede demostrado que causa beneficios en las tarifas.

¿Hay suficiente? “Cuando nos ha tocado usar nuestras plantas más caras, hemos importado toda la energía que encontramos en la región, que sí resulta más económica. Y siempre toda la que requerimos, la obtuvimos”, afirmó Salvador López, del ICE.

Las declaraciones del directivo no calzan con las del exministro de Ambiente, René Castro, y las del intendente de Energía de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (Aresep), Juan Quesada.

Castro cuestionó la idea de importar pues, según manifestó, “todo Centroamérica registra faltantes y una crisis energética”.

Quesada, por el contrario, sostuvo que, a pesar de múltiples insistencias, el Instituto no importa lo suficiente y desaprovecha la enorme cantidad de energía disponible y más barata que hay en la región.

En enero, febrero y marzo de este año, el mercado regional ofreció 280 GWh, 375 GWh y 215 GWh, respectivamente. No obstante, en esos meses Costa Rica solo importó 22 GWh, 30 GWh y 64 GWh.

Durante ese periodo, el total de energía que se compró al MER significó el 2%, 4% y 7% de la demanda energética que registró el país.

Conexión al Istmo. Guatemala es el principal país proveedor de energía en el mercado regional.

En enero y febrero de este año, el Instituto le compró 11.783 MWh al Sistema Nacional Guatemalteco.

Según Salvador López, representante del Siepac, esa nación centroamericana desplaza mucha energía –que no es propia– a través de su conexión con México. Además, genera un gran porcentaje a partir de la quema del carbón.

Los mexicanos registran una demanda máxima de 37.000 MWh, mientras que la demanda total de Centroamérica es de 6.700 MWh; unas seis veces menor.

Dependiendo de la temporada, El Salvador, Panamá y Nicaragua también aportan sus excedentes al sistema. Para ellos, el costo de la producción energética podría ser menor al nuestro debido a que no pagan tributo a los combustibles.

El MER es descrito por el ICE como un clásico mercado en el que no hacen falta papeleo ni trámites.

Las líneas de transmisión reforzaron la capacidad para distribuir la electricidad en la región.

Durante la época lluviosa, el Instituto también exporta los sobrantes de los embalses Arenal y Pirrís, pero las lluvias típicas en el resto del Istmo hacen que la oferta tica de energía no sea “cotizada”.

Este año, el patrón de crecimiento de la demanda energética en Costa Rica bajó con respecto al de los años anteriores; el alza fue del 2% y no del acostumbrado 4%.

“No hay que extrañarse de esa baja porque esto es cíclico. En cualquier momento se dispara la economía y eso crece un 5%”, aseveró Salvador López.